张金发，李 亭，吴警宇，管英柱，徐 摩，但植华，周明秀

(1.长江大学，湖北 武汉 430100；2.油气钻采工程湖北省重点实验室，湖北 武汉 430100；3.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000；4.中国石油吐哈油田分公司，新疆 哈密 839000)

0 引 言

近年来，中国已探明石油储量中，低渗、特低渗油藏储量所占比例高达65%以上，其中，特低渗透油藏探明储量占1/2以上[1]，开采潜力巨大。吐哈盆地鄯善油田三间房组砂岩储层是典型的特低渗油藏[2]，由于储层物性差、黏土矿物含量高、非均质性严重等特点，在酸化过程中极易导致储层敏感性损害。通过调研大量相关文献发现，目前的研究大多集中于中、高渗储层及常规低渗储层的增产研究[3-11]，对于特低渗透砂岩油藏的增产方面，多在储层敏感性损害机理、储层保护措施等方面进行了室内实验与评价[12-23]，缺少针对性的增产技术措施等方面的研究。为此，以吐哈盆地鄯善油田三间房组砂岩储层为研究对象，结合储层特征与储层敏感性实验系统分析储层损害机理，并进行酸液体系的室内研发与现场应用，以期为鄯善油田酸化改造提供技术保障和科学指导，为同类油田增产改造提供借鉴参考。

1 储层概况

1.1 储层地质情况

鄯善油田位于吐哈盆地台北凹陷鄯善弧形构造带西段中部，油藏类型为岩性-构造油藏。鄯善油田砂岩储层为多层间互式展布，中侏罗统地层自下而上发育3套含油层系，即西山窑组、三间房组、七克台组。其中，三间房组是该油藏的主力含油层系，也是此次研究的目的层系。三间房组地层厚度为280～300 m，油层平均有效厚度为37 m。

1.2 储层岩性特征

鄯善油田储集层岩性以中细—中粗砂岩为主，颗粒分选为中等—差，磨圆度以次棱角状为主，其次为次棱角—次圆状，表明其结构成熟度低。储层胶结物含量中等，平均值为15.1%，主要为泥质胶结(13.3%)，其次为碳酸盐胶结(1.8%)，碳酸盐胶结物分布不均，仅局部见有钙质富集，最高含量达18.0%。

储层中敏感性矿物主要为黏土矿物，黏土矿物的类型、含量及产状决定储层的敏感性。鄯善油田砂岩储层XRD衍射结果表明：石英含量为72.66%，方解石含量为2.48%，钠长石含量为6.52%，高岭石含量为15.98%，蒙脱石含量为2.36%。油层中黏土矿物成分以高岭石和蒙脱石为主，其绝对含量高达18.34%，属于高黏土矿物储层。

1.3 储层物性特征

目的层4口取心井89块岩样气测孔隙度、渗透率结果表明：三间房组储层孔隙度为12.00%～14.00%，平均孔隙度为13.00%；渗透率为5.70～6.20 mD，平均渗透率为5.78 mD，属于低孔特低渗储层。

1.4 孔隙结构特征

储层孔隙结构特征可从微观反映孔隙与喉道的几何形态、大小、分布和连通情况。鄯善油田砂岩储层孔隙类型有原生孔隙、次生孔隙和微型缝，以次生孔隙为主，占储集空间的60.0%～80.0%，处于晚成岩的A亚期。岩样整体较致密，粒度较细，长英质微粒包裹钠长石颗粒，发育少量溶蚀孔隙(图1)。孔隙喉道类型以小孔喉为主，小于1 μm的孔喉占44.9%～72.4%，平均值为58.2%，而大于3 μm的孔喉只占14.3%。

1.5 储层流体性质

鄯善油田三间房组原油具备“三低二高”特征，即低密度、低黏度、低含硫、高凝固点、高含蜡，属轻质原油。油藏无气顶，无纯气层；原油中含有溶解气，属于富气。地层水以边底水为主，存在2种水型。具体相关参数见表1～3。

图1 鄯善油田三间房组砂岩扫描电镜Fig.1 The scanning electron microscope of sandstone of Sanjianfang Formation in Shanshan Oilfield

表1 原油(地面)分析数据Table 1 The crude oil (surface) analysis data

表2 天然气分析数据Table 2 The natural gas analysis data

表3 地层水分析数据Table 3 The formation water analysis data

2 储层敏感性实验与机理分析

储层敏感性是指储层与外来流体发生物理或化学反应而改变储层原有渗透率的现象。实验样品取自鄯善油田西二区L-12井5块砂岩岩心(采样深度为2 734～2 739 m，岩样直径为2.5 cm、长度为5.0 cm，圆柱状)，仪器采用多功能岩心驱替模拟系统，实验流程参照GB/T 29172—2012《岩心分析方法》和SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》，分别从速敏、水敏、盐敏、酸敏和碱敏方面开展储层敏感性评价，实验装置见图2(二分之一地层水是指矿化度为地层水矿化度的1/2的盐水)，损害程度评价指标见表4。

2.1 速敏评价

实验流体采用模拟地层水，将完全饱和的岩心放入夹持器中，缓慢将围压调至2.0 MPa，并在整个实验过程中保持围压始终大于岩心入口压力1.5～2.0 MPa。调整流动速度，分别计算不同流速下的渗透率，渗透率比值随流速变压曲线见图3。图中渗透率比值为实验测试的渗透率与岩样初始渗透率的比值。

由图3可知：随着驱替流速的增加，岩样渗透率逐渐降低，速敏损害率为33.14%，敏感性损害程度为中等偏弱，临界流速为5.009 m3/d。鄯善油田三间房组属于低孔特低渗、小孔喉储层，储层中膨胀性黏土矿物为蒙脱石，非膨胀性黏土矿物为高岭石，两者含量均较低，分别为2.36%和15.98%，从而表现出中等偏弱的速敏现象。对于鄯善油田的后续开发，应保持适当的生产压差，控制注入流体速度不超过临界流速，以防储层颗粒运移堵塞孔喉造成速敏伤害。

图2 储层敏感性实验流程示意图Fig.2 The schematic diagram of reservoir sensitivity experiment flow

表4 敏感性损害程度评价指标Table 4 The evaluation index of sensitivity damage degree

图3 流速敏感性评价结果Fig.3 The evaluation results of velocity sensitivity

2.2 水敏评价

分别采用模拟地层水、二分之一地层水和蒸馏水驱替岩心，计算岩样渗透率(表5)。

表5 水敏性评价结果Table 5 The evaluation results of water sensitivity

由表5可知：岩样渗透率随实验流体矿化度的降低而下降，水敏损害率为48.49%，敏感性损害程度为中等偏弱。鄯善油田砂岩储层主要黏土矿物为蒙脱石和高岭石，蒙脱石遇水膨胀分散运移，占据部分孔隙空间；高岭石遇水后部分颗粒脱落，经运移堵塞孔喉。在实施酸化改造时，可在酸液体系中加入适量防膨剂以防止黏土矿物膨胀造成水敏现象。

2.3 盐敏评价

采用不同矿化度的流体驱替岩心，并计算相应的渗透率(图4)。

图4 盐度敏感性评价结果Fig.4 The evaluation results of salinity sensitivity

由图4可知：随实验流体矿化度的降低，岩样渗透率逐渐下降，盐敏损害率为37.30%，临界矿化度为14 015 mg/L，敏感性损害程度为中等偏弱。为防止储层受到盐敏损害，应避免使用矿化度低于该储层临界矿化度的工作液。

2.4 酸敏评价

先注入与地层水矿化度相同的氯化钾溶液，测定岩样酸处理前的渗透率，然后反向注入15%HCl，停止驱替，待酸岩反应1 h后，正向注入与地层水矿化度相同的氯化钾溶液，测定岩样酸处理后的渗透率(图5)。

由图5可知：岩样注入酸液后，渗透率在初始渗透率以下波动，且波动幅度较小，岩样酸敏损害率为14.05%，敏感性损害程度为弱酸敏。酸敏感性损害程度主要受含铁矿物、碳酸盐矿物、间接速敏的影响。盐酸既可与含铁矿物发生沉淀反应进而堵塞孔隙，又可与碳酸盐类矿物发生溶蚀反应从而改善储层物性。综合分析认为，采用合适的酸液体系，并结合酸液排量参数优选等措施，鄯善油田低渗透砂岩储层可进行酸化改造。

图5 酸敏感性评价结果Fig.5 The evaluation results of acid sensitivity

2.5 碱敏评价

用pH为7～13的碱性流体驱替岩心，计算岩样渗透率(图6)。

图6 碱敏感性评价结果Fig.6 The evaluation results of alkali sensitivity

由图6可知：随着注入流体pH值从7提高至13，岩样渗透率逐渐降低，临界pH为11，碱敏损害率为33.65%，敏感性损害程度为中等偏弱。鄯善油田砂岩储层中石英、长石、高岭石的含量分别为72.66%、6.52%、15.98%，碱液与高岭石的反应活性较高，与细石英砂和长石的反应活性中等，同时，受成岩环境的影响，使得储层碱敏整体上呈中等偏弱。对于该储层的后续开发，应严格控制工作液的pH值小于11，以防发生碱敏而降低储层渗透率。

2.6 储层敏感性综合评价

鄯善油田西二区L-12井5块砂岩岩心的敏感性综合评价结果见表6。由表6可知：该储层敏感性损害类型以速敏、碱敏、水敏及盐敏为主，损害程度为中等偏弱，酸敏损害程度最弱。因此，对于该油藏的后续开发，应结合各类敏感性损害程度进行酸液体系优化。

表6 鄯善油田砂岩储层敏感性评价结果Table 6 The evaluation results of sandstone reservoir sensitivity in Shanshan Oilfield

3 酸化增产液研制

结合鄯善油田砂岩储层敏感性评价结果，制订酸化增产液(简称增产液，下同)的技术思路：各种添加剂之间的配伍性好，矿化度高于14 015 mg/L，对黏土膨胀具有较好抑制性，具备缓速、深穿透功能，可解除钻井、固井等工程引起的地层堵塞，对石英、长石等具有一定溶蚀能力，同时用量适中，以防破坏岩石骨架，并需降低对金属设备和油管的腐蚀性。按照以上研究思路，研发了一种增产液，该增产液由防膨剂、转向剂、表面活性剂(降低酸液体系的表面张力)、岩石孔缝降阻剂等按照一定比例复配而成。

3.1 防膨剂筛选

三间房组砂岩储层属高黏土矿物储层，为防止黏土矿物的水化膨胀、分散运移，应加入适量的防膨剂以提高酸化效果。称取2.00 g岩心粉末置于NP-Ⅱ型页岩膨胀测定仪内，分别测定岩心粉末在清水、煤油、防膨剂溶液中的膨胀增量，并计算防膨率(表7，表7及后文中各物质的用量百分数均为质量分数)。

表7 防膨剂性能评价结果Table 7 The evaluation results of anti-swelling agent performance

由表7可知：防膨剂BSA-109在用量为1%时，防膨率可达80.24%，明显高于另外2种防膨剂；此外，将BSA-109与土酸混合后无沉淀出现，具有良好配伍性。因此，选择BSA-109作为该储层酸液体系的防膨剂。

3.2 转向剂筛选

酸液注入地层后，会优先进入阻力较小、渗透率较大的高渗地层，导致渗透率级差进一步加大，酸化增产效果差。为挖潜中、低渗层段的剩余油，应加入转向剂以实现均匀进酸、均匀解堵的目的。以油溶率及封堵率为性能指标评价3种转向剂的效果(表8)。

由表8可知：转向剂-A和转向剂-C的封堵能力相当，2种转向剂均可满足现场施工要求。综合考虑油溶率及封堵率，推荐使用转向剂-C。

表8 转向剂性能评价结果Table 8 The evaluation results of diverting agent performance

3.3 表面活性剂筛选

酸化施工后残酸及时彻底返排对于提高酸化效果至关重要。通常在酸液体系中添加表面活性剂以降低酸液表面张力，使残酸易于从储层返排。在土酸(12.0%HCl+3.0%HF)中分别加入不同类型表面活性剂，利用JZHY-180界面张力仪测定鲜酸及残酸的表面张力，结果如表9。

表9 表面活性剂性能评价结果Table 9 The evaluation results of surfactant performance

由表9可知，与蒸馏水的表面张力(74.69 mN/m)对比，3种添加表面活性剂的鲜酸及残酸均具有较低的表面张力，其中，0.5%WD-12降低酸液表面张力效果最优，残酸表面张力为25.8 mN/m，可满足该储层酸液设计要求。

3.4 岩石孔缝降阻剂研制

酸液在管线及地层中的沿程摩阻会降低泵效和液体流动效率，影响酸化增产效果。室内研制了一种岩石孔缝降阻剂SJZ-2，该降阻剂是由烯烃类季铵盐与丙烯酰胺合成的高分子共聚物，具备较好的化学稳定性和热稳定性，同时具有较高分子质量。降阻剂SJZ-2具有较好降阻性能，质量分数为2.0%的SJZ-2在酸液流动速度为12 m/s时，降阻率可达51.87%。岩石孔缝降阻剂与酸液配合使用时，可降低注酸过程中管线中的摩阻，流经地层时可扩大孔隙半径，沟通孔隙，进而降低渗流阻力，提高酸化效果。

按照以上配方混配制备的增产液具有防止黏土矿物膨胀、均匀进液、降低酸液体系表面张力、降低渗流阻力的特性。该增产液可单独使用，达到增产效果，也可与土酸混配形成组合酸液体系(简称组合酸液体系，下同)，协同提高酸化效果。

4 酸液体系性能评价

4.1 溶蚀实验

组合酸液体系(1.2%增产液+12.0%HCl+4.0%HF)对各类岩石矿物的溶蚀效果见表10。

由表10可知：组合酸液体系不但对黏土、碳酸盐类矿物的溶蚀能力非常强，而且对于长石类矿物的溶解效果也较好，此外还可溶蚀少量石英。说明增产液和土酸组合使用可提高酸液的综合溶解能力，增加特低渗砂岩储层的渗透率，达到较好的酸化效果。

表10 组合酸液体系对矿物的溶蚀实验结果Table 10 The test results of dissolution of minerals by combined acid fluid system

4.2 驱替实验

为评价组合酸液体系的酸化性能，使用不同配比的增产液和土酸组合酸液体系对鄯善油田砂岩岩心进行5组驱替实验，实验结果见表11。同时，为了对比组合酸液体系与常规土酸的酸化效果，使用不同用量的土酸对岩心也进行了5组驱替实验，实验结果见表12。

由表11可知：在使用组合酸液体系时，岩心渗透率可提高至原始渗透率的1.52～2.68倍，其中，1.5%增产液+10.0%HCl+3.0%HF的组合酸液体系对岩心进行驱替后渗透率提高值最大；此外，渗透率提高值较大时对应的岩心初始渗透率普遍较低，说明组合酸液体系对于特低渗透储层具有更好的适应性。对比表11、12可知：相比单独使用土酸，组合酸液体系可大幅增加地层渗透性，提高酸化效果更加显著。

表11 组合酸液体系的岩心驱替结果Table 11 The core flooding results of combined acid fluid system

表12 土酸的岩心驱替实验结果Table 12 The core flooding experimental results of mud acid

4.3 缓速性能实验

为评价组合酸液体系的缓速性能，将鄯善油田三间房组砂岩岩样磨碎成粒径为100目的粉末，各称量1.0 g，分别加入组合酸液体系(1.5%增产液+6.0%HCl+1.5%HF)和土酸(6.0%HCl+1.5%HF)中，记录反应时间和岩石颗粒质量(图7，岩石颗粒溶蚀率为反应前后岩石颗粒质量差与岩石颗粒初始质量的比值)。由图7可知：在反应时间为200 min时，土酸的溶解速度不再变化，而组合酸液体系的溶解能力仍不断增加，说明组合酸液体系具有良好的缓速性能。

图7 缓速性能评价实验曲线Fig.7 The experimental curve of retarding performance evaluation

5 现场应用

组合酸液体系在鄯善油田西二区L-12井进行了现场试验。该井开发层位为S24-2小层，埋藏深度为2 734～2 739 m，孔隙度为12.80%，渗透率为4.60 mD，原始含油饱和度为49%。该井受到多重污染因素的影响：多次修井作业，作业过程中产生的机杂、作业液、油污等污染堵塞近井孔喉；长期生产过程中储层黏土微粒等膨胀脱落，随流体运移聚集在近井地带堵塞储层孔喉；水泥塞作业过程中水泥浆侵入地层造成污染。因此，决定采用组合酸液体系提高酸化效果。酸液体系配方为1.5%增产液+3.1%HCl+1.2%HF+1.0%缓蚀剂+1.0%铁离子稳定剂。酸化压力为28～33 MPa，酸化排量为0.5～1.0 m3/min。酸化前，该井产液量基本维持在1.70 m3/d，日产油量为0.83 t/d。2019年11月进行酸化增产试验，初期最高日产油量为3.64 t/d。截至2022年5月，该井已稳定生产900余天，平均日产油量为2.12 t/d。与酸化前相比，平均日产油量增加约1.29 t/d，累计增产原油1 074.90 t，增产效果显著。

6 结 论

(1) 吐哈盆地鄯善油田三间房组砂岩储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主，黏土矿物以高岭石和蒙脱石为主；目的层平均孔隙度为13.00%，平均渗透率为5.78 mD，属于低孔特低渗油藏，储层层内非均质程度严重，孔隙喉道以小孔喉为主；原油具有“三低二高”特征，属于轻质原油，地层水存在NaHCO3和CaCl22种水型。

(2) 储层敏感性实验表明，三间房组砂岩储层具有中等偏弱速敏、碱敏、水敏及盐敏，弱酸敏，临界流速为5.009 m3/d，临界pH值为11，临界矿化度为14 015 mg/L。敏感性机理分析表明岩样渗透率损害主要受黏土矿物与孔隙结构的影响。

(3) 针对储层基本特征与敏感性实验结果，研制了一种增产液。与土酸相比，该增产液和土酸组合酸液体系可显著提高地层渗透率。

(4) 现场应用结果表明，使用组合酸液体系后，其增产效果较为显著，优于常规酸化，说明该增产体系具有能够沟通孔隙网络，大幅提高储层渗透率的技术特点。